Campo de gas Sulige
El campo de gas del Paleozoico Superior Sulige está ubicado en el área de Sulimiao en el medio de la cuenca (Figura 5-8). La estructura del campo de gas está ubicada en la parte central y occidental de la cuenca. Pendiente de Yishaan, inclinada hacia el suroeste. La estructura monoclínica regional es muy suave, la estructura local está subdesarrollada y solo hay una pequeña desviación en forma de nariz. Controlada por fuentes en la parte norte de la cuenca, la Formación Shihezi del Pérmico Paleozoico Superior desarrolló un sistema sedimentario de llanura deltaica. Las capas portadoras de gas se encuentran principalmente en la parte inferior de la Formación Shihezi (Recuadro 8) y en la parte superior de la Formación Shanxi (Shaanxi 1). También hay algunas capas de gas en las partes media y superior de la Formación Shihezi (Figura 5-9). Es el campo de gas natural más grande de China, con reservas probadas de 5378×108m3.
Figura 5-8 Mapa de distribución del campo de gas Sulige
(Basado en el campo petrolífero de Changqing, 2008)
5.2.2 Condiciones de formación del yacimiento
5.2.2.1 Condiciones de la fuente de hidrocarburos
Un conjunto de rocas generadoras de carbón de la Formación Benxi-Shanxi están ampliamente distribuidas en la cuenca de Ordos, que tiene las características de una generación extensiva de gas. El área de Sulige está ubicada en el centro secundario de gas natural en la parte central y occidental de la cuenca. La intensidad del gas natural es (24 ~ 28) × 108 m3/km2 y la fuente de gas natural es abundante.
Condiciones del yacimiento en 5.2.2.2
Durante el período de deposición de la Formación Hezi Inferior, la procedencia en la parte norte de la cuenca se elevó aún más, la diferencia de altura relativa entre los yacimientos deposicionales El área y la procedencia aumentaron, y la sedimentación del delta del río está más desarrollada, el espesor del cuerpo de arena aumenta y está más ampliamente distribuido. El espesor del cuerpo de arena es generalmente de 40 a 70 m. El espesor de los cuerpos de arena en los pozos E2, I9 e I21 es relativamente grande, generalmente superior a 80 m, con un amplio rango de distribución, que se adelgaza gradualmente hacia las dos alas y se extiende más corto. Hay cuatro zonas de desarrollo de cuerpos de arena en la cuenca de oeste a este. El campo de gas Sulige está ubicado en el abanico aluvial y el cuerpo de arena del delta Jingbian en el medio de Hangjin Banner. El espesor de la arenisca es de 40 a 80 m, la distribución del cuerpo de arena es de 10 a 25 km de ancho de este a oeste y la distancia de extensión es superior a 10 a 25 km. Se forman múltiples complejos de reservorios debido a la migración lateral de canales distributivos.
En la zona de Sulige, la arenisca es la más desarrollada. En el área de desarrollo de arenisca del Miembro He8, concretamente el Pozo I9-Pozo Tao 4, el espesor acumulado de la arenisca es de 15 a 20 m. Se compone de canales distributarios submarinos y cuerpos de arena de barra de boca. El espesor cambia mucho en la dirección transversal, las propiedades físicas cambian mucho en la dirección vertical y la heterogeneidad es fuerte. Se caracteriza por la alternancia de capas de yacimientos buenos y malos. embalses.
La arenisca estacional pura en la sección de caja del Pozo 9 en el Pozo Su 6 se puede dividir en dos ciclos. La arenisca de ciclo inferior es de grano fino y es una arenisca estacional pura de grano medio-fino con alto contenido de impurezas. El cemento es principalmente silíceo e hidrómico. Los tipos de poros son principalmente poros intergranulares y poros disueltos. Las propiedades físicas del yacimiento son pobres, con una porosidad promedio de 5,86% y una permeabilidad promedio de 0,08×10-3μm2. La litología del ciclo superior es principalmente arenisca estacional pura de grano grueso y conglomerado fino, que cambia hacia arriba a arenisca estacional pura de grano medio. El contenido estacional en los clastos es mayor que el de la parte inferior, con un promedio de 97,34%, el contenido de clastos es de 2,66% y el contenido de matriz es inferior al 10%. El cemento es principalmente silíceo e hidrómico, con buen comportamiento de almacenamiento. Los tipos de poros son principalmente poros disueltos y poros intercristalinos, con una porosidad promedio de 16544. Los reservorios efectivos del cuerpo único de arena de He8 están en su mayoría aislados, parcialmente superpuestos y continuos. Generalmente, el ancho de un solo cuerpo de arena es de 300 a 500 m y el área contigua es mayor de 1 km. Los reservorios efectivos en areniscas a menudo están separados por areniscas apretadas y lutitas con mala conectividad.
5.2.3 Combinaciones de acumulación y períodos de acumulación
5.2.3.1 Los sistemas de acumulación de gas natural y las combinaciones de acumulación se desarrollan en Sulige.
El Miembro Heshan 1 de la Formación Taiyuan es la roca fuente de gas, que junto con la arenisca Shan 1 constituye un sistema de acumulación de gas natural. El conjunto que forma el yacimiento está formado por areniscas Shaanxi 1 He9 9 y He 8. El gas Shan 1 se distribuye en el sureste del campo de gas y la capa de gas He 8 se distribuye en el norte. Este conjunto formador de reservorio es un conjunto de fuente-reservorio de generación inferior y superior, formado principalmente en el último período del período pico de generación y expulsión de hidrocarburos (temperatura de inclusión 100 ~ 140 °C). El espacio del yacimiento se caracteriza principalmente por poros de disolución secundaria. La sección de lutita He6-7 en la parte superior de la Cuenca No. 8 es su cubierta directa y está ampliamente desarrollada en las regiones central y oriental. El campo de gas Sulige es un representante de este modelo de acumulación, con reservas probadas de gas natural de 5378,0×108m3 en el Paleozoico superior.
Figura 5-9 Mapa de espesor de arenisca He8 del campo de gas Sulige
(Basado en el campo petrolífero de Changqing, 2008)
5.2.3.2 Período de acumulación de gas natural
El yacimiento de gas Sulige Miaoshan 1-He8 pertenece al modelo de carga multietapa y acumulación J2-K1.
Según investigaciones previas sobre la historia de la generación de hidrocarburos, la temperatura de las rocas generadoras del Carbonífero-Pérmico en Suligemiao y áreas adyacentes alcanzó los 80 ~ 90 °C durante el rápido período de entierro de T3y, y alcanzó los 80 ~ 90 °C durante el período de enterramiento lento de J1-J2. Alcanzó 130 ℃ durante el período de entierro rápido K1 y alcanzó 170 ℃ durante el período de enterramiento rápido K1. La roca madre se encuentra principalmente en J65438. Sin embargo, debido al lento hundimiento a lo largo del Jurásico, la roca generadora no alcanzó el pico de generación de gas, lo que resultó en menos gas natural. Durante el rápido período de entierro de K1, alcanzó los 170 °C y la roca generadora se calentó y calentó rápidamente. alcanzó el pico de generación de gas. Desde la perspectiva de todo el proceso de generación de gas en rocas generadoras, J2-K1 muestra que se genera y descarga gas natural, y que todo el gas natural migra y se acumula para formar reservorios. Sin embargo, dado que el período de generación de gas es principalmente en K1, el período principal de acumulación también debería ser en K1.
Los resultados del análisis de composición con láser Raman de las inclusiones de fluidos de hidrocarburos en el yacimiento de gas Sulige muestran que existen tres tipos de actividades de fluidos de hidrocarburos. Uno son inclusiones de CO2 que contienen hidrocarburos líquidos (con un contenido superior al 40%); el otro son inclusiones de hidrocarburos líquidos, de los cuales los hidrocarburos pesados por encima de C2+ representan más del 80%; el tercero son inclusiones de hidrocarburos gaseosos, en los que el CH4 contiene gas hidrocarburo; para más del 65%, las temperaturas uniformes correspondientes son aproximadamente 90 ~ 100 ℃, 120 ~ 130 ℃ y más de 140 ℃. Combinando las características de composición de los productos de carbón en diferentes etapas de evolución, se cree que las características de formación de las inclusiones en el área de Sulige son aproximadamente las siguientes: las inclusiones líquidas que contienen CO2 se forman en la etapa temprana y aparecen en las fracturas tempranas y tempranas de las estaciones. La extensión y las inclusiones de hidrocarburos líquidos también se forman en la etapa media, principalmente durante el período de extensión estacional, las inclusiones de hidrocarburos gaseosos se forman en la etapa tardía y se distribuyen en el cemento de calcita, la extensión estacional y las grietas tardías. Sus períodos correspondientes son J1, J2 y K1 respectivamente.
Características de los yacimientos de gas
5.2.4.1 Los yacimientos de arenisca tienen grandes cambios laterales y la producción de gas natural varía mucho entre los pozos de gas.
El desarrollo del cuerpo de arena He 8 está estrechamente relacionado con la producción de gas natural. Cuando la subfacial de arenisca de la playa central del cuerpo de arena principal es más gruesa y es un yacimiento de alta eficiencia Clase I o II, la producción de gas natural en el pozo será alta. Los flancos del cuerpo principal de arena pertenecen a depósitos de microfacies de playa trenzada de ribera, con una estructura intercalada de arena y lutitas, lo que hace que el espesor efectivo sea significativamente más delgado y la producción de gas del yacimiento significativamente menor.
5.2.4.2 Los yacimientos de gas de arenisca tienen agua del fondo y agua del borde.
La capa de gas en el medio del cuerpo de arena principal no produce agua, y los pozos que producen agua están casi todos distribuidos en los pequeños cuerpos de arena en los flancos del cuerpo de arena principal, especialmente el Pozo Su. 32 hasta el Pozo Su 2 en el lado oeste. Se cree que el grupo de capas de arena del pozo productor de agua es casi completamente inconsistente con el grupo de capas de arena productora de gas del cuerpo de arena principal. La calidad del agua de formación es CaCl2 y la salinidad varía mucho de un pozo a otro
5.2.4.3 Propiedades del gas natural
Gas natural procedente de diferentes yacimientos de gas del Paleozoico Superior de Cuenca de Ordos Existen grandes diferencias en la composición, la composición de isótopos de hidrocarburos y los patrones de distribución de hidrocarburos monómeros C1-C4. El campo de gas Sulige tiene un bajo contenido de CH4 y un alto contenido de C2+. El índice C1 (C1/C1-5) es inferior a 0,95, que es principalmente húmedo.
La distribución de hidrocarburos ligeros en el campo de gas de Sulige se caracteriza por un alto contenido nafténico, que domina. Las composiciones de isótopos de carbono de los hidrocarburos ligeros son similares y más pesadas, mostrando características de origen carbonífero. Además, las composiciones de isótopos de carbono del metano y el etano son muy similares y es difícil distinguir sus diferencias, lo que indica que la madurez y la fuente de gas natural en esta área son similares.
5.2.4.4 Presión del yacimiento de gas
El coeficiente de presión del yacimiento de gas He8 en el campo de gas Sulige es de 0,83 ~ 0,87, y es sólo de 0,91 en el sur, lo que es un coeficiente de presión bajo-anormalmente bajo.
5.2.5 Principales factores que controlan la acumulación
La dirección NE-SW controla la acumulación de gas natural en el cuerpo principal de arena del cajón No. 8. En general, el cuerpo de arena principal de He8 está compuesto por un canal distributivo submarino y un cuerpo de arena de barra de arena de estuario, que se extiende desde la parte noreste de la cuenca hasta la dirección SSW, a lo largo de la dirección del canal principal. Se superponen cuerpos de arena de varios niveles para formar una distribución continua en forma de franja y las partes principales de los cuerpos de arena están conectadas. Debajo se encuentra la roca madre, que se encuentra en el centro de generación de hidrocarburos. El cuerpo de arena del canal principal es un área de bajo potencial para la migración de gas natural, lo que favorece la formación de un gran campo con capas de gas superpuestas. Sin embargo, según el análisis de los datos de los pozos de relleno, el único cuerpo de arena en el canal principal es más grueso, principalmente arena de playa acumulada, y la arenisca tiene buenas propiedades físicas, lo que controla el enriquecimiento y la alta producción de gas natural. Los cuerpos de arena en las alas este y oeste del cuerpo de arena principal a menudo se vuelven más delgados y se pellizcan o se convierten en depósitos de subfase aluvial, con propiedades pobres para contener gas y el volumen más bajo de gas natural en un solo pozo. La conectividad de los pequeños cuerpos de arena en los flancos es pobre. Debido al mal drenaje del agua sedimentaria y al alto grado de salinidad del agua durante el proceso de acumulación de gas natural, de estos pozos salen gas y agua al mismo tiempo, lo que indica que. son sistemas autónomos.
Factores de enriquecimiento y alta producción: ① El enriquecimiento de gas natural está controlado primero por microfacies sedimentarias y no por estructuras locales; ② Las microfacies sedimentarias del yacimiento de gas son canales distributivos con alta energía de agua sedimentaria, y el tamaño del grano de arenisca es grueso y menos material intersticial y una alta madurez composicional forman la base para la formación de poros secundarios, pero los cuerpos de arena con la misma microfase sedimentaria pueden tener diferentes historias de evolución de poros ③ Hay pocos poros primarios en los yacimientos de gas; el espacio de almacenamiento está dominado por poros secundarios; ④ el depósito de gas de alto rendimiento se compone principalmente de poros disueltos fuertes, con una pequeña cantidad de poros intergranulares residuales, la capa productora de gas se compone principalmente de poros disueltos y poros intergranulares residuales; ⑤ La capa baja en gas y gas-agua está compuesta por poros intergranulares residuales y poros intergranulares (Zhu Xiaomin, 2006).